过了春节，此轮电改就快满5年了！5年来，电改政策频发、措施不断，电力市场格局相比于原来出现巨大变化，已经有了之前所没有的新环节、新主体、新业务，当然也有新问题、新争议。

这些内容已引起业界广泛讨论，本文打算仅从“十三五”电力市场化改革的趋势中抽一条简明的线索，并就“十四五”电力市场建设的突出问题做一个简要分析，同时为电改的前景做一个展望。

一、“十三五”的电改：在市场化与行政指令间纠结

处理市场与政府的关系，是经济体制改革的核心，电改同样不例外。然而，电力市场是什么样子，电力市场会给行业和国民经济带来什么好处，在政策制定之初和执行过程中，都未能形成共识。同时，由于“十三五”期间的经济形势一直面临复杂的内外部环境，承受下行压力，因此电力行业在自身改革的同时，也不得不肩负起稳定经济的重任。

在供给侧结构性改革背景下，降低实体经济用能成本成为电改的“硬性”约束。简单地说，供给侧结构性改革就是从总量生产函数的视角，关注要素投入成本的降低和有效产出的扩大。电力作为我国基础性、战略性的能源投入要素，电力行业自然而然地被赋予了“降电价”的重任。更重要的是，决策者有诸多理由认为电力行业有能力降电价，这里不多赘述，而只分析降电价的两大手段。

市场化降电价和行政式降电价是此轮改革背景下（供给侧结构性改革和电力体制改革）并用的两大手段。

理论上讲，市场化降电价最为理想，尤其是，如果能够利用好供求宽松的条件，很可能会产生不错的结果。然而，现实充满骨感。市场化方案的模棱两可与含混不清，使得市场化降电价的效果充满不确定性。

一方面，电力市场仍欠缺最基本的市场体系，批发市场仅存在电量交易，市场建设进展缓慢，维持着不同于传统计划电量制的中长期交易，现货试点仍在起点和方向问题上挣扎；零售市场在“放”的背景下显得多少有些无所适从。

另一方面，电价传导机制仍不通畅，既有输配电价核定本身的原因，也有执行落实方面的问题。所以，“十三五”期间的市场化降电价确实困难重重，但降价的要求紧迫，能够担此重任的只有行政降电价了。

近5年的电改中，用户所感受到最直接的“电改红利”恐怕更多来自行政降电价。事实似乎确实如此，行政降电价直接针对用户销售电价，影响范围更广，感知度也更高。以电改成绩最突出的广东为例，如果从2015年3月算起，35kV及以上一般工商业用户的销售电价已经连续调降十次有余（含目录电价、政府性基金及附加），累计降幅约27%；而实际上，调价在电改启动之前就已开始，如果从2014年12月算起，累计最大降幅约33%（按未合并用户类别前的商业电价计）。

这就意味着，市场化改革要想得到社会更多的认可和接受，相关政策得在不到5年的时间内，提供相当可观的降价空间才行。实际上，市场化政策很难提供如此力度的降幅。以广东电量交易最为“激烈”的2018年来看，年度双边交易降价约8分/千瓦时，也不到上网标杆电价的20%；2019年则明显低于这一水平；2020年的降幅进一步缩小。

不过好在行政降电价终究存在一个限度，可以预见，“十三五”末期行政降电价的频次和力度均会降低，取而代之的是推进电量市场化交易。2019年年中，国家发展改革委提出全面放开经营性电力用户发用电计划；2020年年初，国务院常务会议又要求全部放开规模以上工业企业参与市场化交易。

一个现实问题在于，已经大幅降低的目录电价，客观上会抑制市场主体参与电量市场化交易的激励。从地方政府的角度来看，有无足够的动力去推进更大范围的电量交易，也值得怀疑。因此，尽管中央政策已经明确要全面放开发用电计划，但实际执行可能面临挑战。

二、“十四五”的电改：面对挑战坚持探索

随着中长期交易准入放开、中长期交易体量放大，电力市场建设问题将会更为突出，尤其是最基本的市场模式选择。理论上，市场建设将会产生两种可能情形，一种是中长期交易主导现货市场；另一种是现货市场根本改变中长期交易性质。在中国现实背景下，后一种情形在“十四五”期间出现的可能性不大，但前一种情形则很可能变为现实。

首先，中长期交易主导现货市场是9号文配套文件所规定的，甚至在促进现货试点的文件中也予以明确，“中长期交易为主、现货交易为补充”使得市场化交易基本定位于中长期交易。其次，采取了适应这种定位的计划电量放开方式，由此形成不易向电力市场过渡的双轨制。再次，现货试点模式选择偏离了电力行业的现实基础和可行路径，或者直面难以突破的体制障碍，或者扭曲基本设计。

在“十四五”的市场建设中，如果延续目前的路径，那么现货试点模式至多成为一种服务于中长期交易的新调度模式；而中长期交易也至多成为一种包裹在双轨制下的变形计划电量制，即便加入所谓的带曲线交易，只要中长期的签订行为不受现货价格引导，本质便仍是一种电量分配方式，只不过在电量配置中加入了有限的竞争。

为什么会出现这种情况？

深层的原因在于市场模式选择一直缺乏顶层设计和系统思维，未充分考虑中国电力市场改革的逻辑起点，及各种可能的模式和路径选项。直接的原因则在于，指导思想受到不同国际经验的混乱指导。简单地看，主张中长期交易的观点，很大程度上受到欧洲经验的影响；主张集中式现货的观点，则尤其受到美国经验的影响。

前者主张扩大中长期交易比例，然后缩小电量交易时间粒度来过渡到现货，可以说是一种脱离传统市场的努力；后者则受市场模式“先进性”影响，在技术层面上追求精确发现价格，可以说是构建未来的一种尝试。只是两种观点在政策文件中的融合产生了“中长期交易为主、现货交易为补充”。

“中长期交易为主”与“现货交易为补充”不可能在真正的电力市场中共存；反之，共存则说明这个市场并非真正的电力市场。实际上，两类国际经验所代表的市场模式之间存在本质区别。我们不妨结合中国背景来阐释背后的原理。

一方面先要了解中国的中长期电量交易的成本基础是什么。中长期交易脱胎于传统的计划电量，而计划电量下的上网标杆电价是一种基于区域平均发电成本的电价。这个电价从形成方式上看类似于回报率规制，但对具体发电企业而言，又是一种价格上限。但无论如何，这一电价能够覆盖长期平均成本，而进行电量竞争的基础同样是长期平均成本。另一方面，众所周知，中国现货试点普遍倾向的所谓集中式模式的成本基础是边际成本。

于是，中国目前的电力市场建设问题就可以明确地表述为：如何将一个基于长期平均成本竞争的市场与一个基于短期边际成本竞争的市场，通过市场主体的自主选择，建立起套利关系，以实现两个市场的均衡。

如果现行的现货试点成功，那么中长期交易应转变为对冲风险的金融合同，交易价格以现货价格为基准。然而在供求宽松的背景下，发电企业可能面临很长时间的亏损风险，因为只能拿到等于边际成本的价格。这也反映出，这类试点一开始便忽视了市场引导投资的初衷，以及传统电力市场的特征。如果继续推进现行中长期交易，那么集中式优化的“价格发现”就是一句空话，因为双边交易和强制电力库的价格发现方式是完全不同的。

当然也可以理解为，政策试图用集中优化的价格作为双边交易的不平衡结算价格。这本身并没有问题，正是“净电力库”的思路，跟PJM的做法一样。但这种模式成立的关键在于，市场主体拥有支撑“净电力库”运作的自主选择权利。实物合同的签约双方能够决定发用电计划和启停组合，让调度机构只扮演合同执行者的角色吗？很明显，我国的调度体制尚难支撑到这种程度，尤其是计划电量大范围放开的条件下，几乎不可能。

中长期交易本质上仅仅使市场主体拥有了有限的机会来确定电量和价格。现货试点地区的调度机构既负责集中优化，又负责合同交割，相比于原来，仅仅是包装在三方合同之下，改变了调度的算法，增加了按合同结算的复杂性。

尽管中长期交易规模不断扩大，但仍无法真正地实现发现价格功能，因为既缺乏定价的基准，也没有流动性，双边交易只是一锤子买卖，产生了不同于原来由政府计划的电量和价格。然而，相关政策还在加强市场主体参与这类交易的激励和惩罚。

尽管扩大电量市场化交易的范围，同样出于降低实体经济用电成本的考虑，但“十四五”期间应更加关注中长期电量交易能否通向真正的竞争性电力市场。实际上，“十三五”期间的计划电量放开方式是需要反思的——电量放开不应该按主体身份区分，以降电价为导向，而应该按成本特征区分，以建市场为导向。

然而，现状已经构成了“十四五”电改探索的挑战，即在现有电改局面下，如何确定科学的市场模式，将行业可持续发展与降低国民经济用电成本有机结合起来，以促使电力体制改革真正取得成效。

三、挥之不去的忧虑：电改会停滞么？

“十三五”期间，不乏有人表达了对电改政策和电改进程的失望之情，甚至担心电改会停滞。其实，从2015年9号文发布开始，关于相关改革政策的争论和批评就从未中断过。

对照前一轮改革，我们可以说5号文缺乏比较明晰的市场化方案，但其在市场结构和企业组织方面的体制改革措施，却实实在在地构筑了之后十余年电力大发展的根基。当然，5号文所形成的体制绝非改革的终点，其弊端犹存，这恰是深化改革的必要性所在。

不管是主动地认识到改革逻辑的错位，还是被动地感觉到改革效果难如人意，很多人的悲观情绪都是可以理解的。然而，站在全面深化改革和经济高质量发展的角度，我们更应该对电改的战略意义有充分认识：首先，电改大势必然是向前的，我们可以对一些阶段性的改革措施“悲观”，但不能对改革方向“悲观”。

其次，对于一些未取得预期效果的改革政策，我们应该更多地从积极方面寻求问题的根源，关键是寻找体制性根源。再次，对电改的复杂性有要理性预估，在今后电改进程中要摒弃盲目乐观的倾向，尤其对国际经验的借鉴必须严谨慎重。

总之，电改不能停，也不会停，但电改需要新的思路！相信经过未来5年的试错和探索，一条适应中国经济高质量发展的新电改之路将会逐渐清晰。